對220kV雙閘變電站長期誤發(fā)10kV單相接地現(xiàn)象進行分析，發(fā)現(xiàn)了變電站消弧線圈容量不足，造成長期欠補償運行的現(xiàn)象。對此進行了技術分析，計算出消弧線圈容量的缺少量并選擇最優(yōu)的改造方案，為老舊變電站的消弧線圈容量過渡性改造提供了經(jīng)濟安全的選擇。

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0、引言

隨著電纜在配電網(wǎng)中的大量使用，系統(tǒng)電容電流大幅度增長。對于中性點不接地系統(tǒng)，當發(fā)生單相接地時，由于電容電流較大，弧光不能自熄，造成跳閘事故率上升，嚴重危脅著電網(wǎng)的安全運行。

220kV雙閘變電站是南京河西奧體地區(qū)的一個重要電源點，其10kV出線直供周邊的用戶。奧體周邊的經(jīng)濟發(fā)展一直很快，2014年南京的青奧會，更是讓周邊的基礎建設及用電需求突飛猛進。24面10kV出線柜已全部投運，其中有5條出線是雙拼出線，實際出線29回，近期又新增了6回出線柜。所有的10kV線路均是全電纜出線，電容電流非常大。本文針對220kV雙閘變電站長期誤發(fā)10kV單相接地現(xiàn)象進行分析，發(fā)現(xiàn)了變電站消弧線圈容量不足，造成長期欠補償運行的現(xiàn)象，對此進行了技術分析，并提出了改造方案。

1、故障的發(fā)生

2012年4月17日上午9時左右，220kV雙閘變電站10kVⅡ段母線接地動作，母線三相電壓分別為UA=10.21 kV，UB=0.38 kV，UC=10.51kV，選線裝置顯示新城2號線251線路單相接地、恢復頻發(fā)。試拉新城2號線251后接地消失，對新城2號線251線進行絕緣測試，無異常，巡視也未發(fā)現(xiàn)異常，中午12時試送正常。在處理故障時發(fā)現(xiàn)10kV XHK-Ⅱ型消弧線圈自動調諧及接地選線成套裝置的人機界面顯示：“2號消弧線圈容量過小，當前擋位12擋，已到最大擋，上調無效!”(見圖1)，過后又顯示正常，擋位在12擋，電容電流86.04 A。

2013年220kV雙閘變電站發(fā)生多起10kV母線單相接地、恢復頻發(fā)現(xiàn)象，表現(xiàn)為母線三相電壓不平衡(兩相偏高，一相偏低)，后臺監(jiān)控系統(tǒng)判斷為母線接地故障，但經(jīng)拉合10kV線路后接地消失，電壓恢復平衡。線路單相接地、恢復頻發(fā)現(xiàn)象發(fā)生時間不固定，原因不清楚。為排查原因需運行人員按故障處理流程巡視檢查，費時費力，找出發(fā)生故障的根本原因。

圖1 消弧線圈控制裝置圖

2、雙閘變電站消弧線圈自動調諧裝置介紹

220kV雙閘變電站10kV系統(tǒng)采用的是上海思源公司生產(chǎn)的XHK-Ⅱ型消弧線圈自動調諧及接地選線成套裝置。由于220kV雙閘變電站是南京河西奧體地區(qū)的一個重要電源點，其10kV出線直供周邊的用戶。10kV 24面出線柜已全部上滿，其中有5條出線是雙拼出線，實際出線29回，近期又新增了6回出線柜。所有的10kV線路均是全電纜出線，系統(tǒng)對地電容電流非常大，10kV系統(tǒng)采用經(jīng)接地變壓器中性點消弧線圈接地方式。

220kV雙閘變電站消弧線圈成套裝置采用的是預先調節(jié)式補償方式，即：系統(tǒng)正常運行時，消弧線圈預先調節(jié)，備在補償位置;單相接地故障時，消弧線圈零延時進行補償。在回路中增加阻尼電阻可防止系統(tǒng)振蕩時諧振過電壓產(chǎn)生。而當系統(tǒng)發(fā)生單相接地時，中性點流過很大的電流，這時阻尼電阻的保護單元動作，阻尼電阻被短接，流過消弧線圈的電感性電流與流入接地點的電容性電流相位相反，電感性電流對電容性電流進行補償，從而消除弧光接地過電壓。

阻尼電阻的保護投退由一套可控硅設備控制，當阻尼電阻兩端電壓大于可控硅觸發(fā)電壓時，可控硅觸發(fā)，迅速將阻尼電阻短接，系統(tǒng)電壓恢復正常達到可控硅返回值時，阻尼電阻投入。

3、故障原因分析

3.1根據(jù)調諧原理分析故障原因

由阻尼電阻投退原理可知，正常情況下可控硅應不會觸發(fā)動作，但如果10kV母線三相負荷不平衡較嚴重，正常運行狀態(tài)下中性點位移電壓就比較大，一旦系統(tǒng)發(fā)生變化就會造成阻尼電阻非正常短接，這時由于消弧線圈已處于補償狀態(tài)(即XC=XL)，系統(tǒng)諧振條件具備，中性點位移電壓將急劇升高。同樣，如果可控硅返回電壓設置不當，會造成可控硅觸發(fā)后無法返回，阻尼電阻無法再次投入，引發(fā)系統(tǒng)諧振。

220kV雙閘變電站消弧線圈系統(tǒng)主要配置如表1所示。由表1可知220kV雙閘變電站消弧線圈容量配置不足，已接近補償極限，系統(tǒng)不對稱電壓正常情況下均在260V左右，可控硅觸發(fā)電壓為270V，系統(tǒng)運行方式改變或三相負荷出現(xiàn)較大變化時均會造成系統(tǒng)不對稱電壓增大，引起可控硅觸發(fā)并短接阻尼電阻。系統(tǒng)出現(xiàn)單相接地故障后由于可控硅返回電壓偏小，阻尼電阻將無法再次投入，以上兩點可以解釋線路單相接地、恢復頻發(fā)現(xiàn)象產(chǎn)生的原因。

3.2補償容量不足的計算

欠補償是指運行中線圈電感電流IL小于系統(tǒng)電容電流IC的運行方式。當0空載電纜電容電流的計算方法有以下兩種：

1) 根據(jù)單相對地電容，計算電容電流：

式中：Up為電網(wǎng)線電壓，kV;C為單相對地電容，F(xiàn)，一般電纜的單位電容為200~400 pF/m。

2) 根據(jù)經(jīng)驗公式，計算電容電流：

式中：Up為電網(wǎng)線電壓，kV;L 為電纜長度，km。

若采用第二種計算方法，雙閘變電站10kVⅡ段母線上的所有出線總電容電流ICΣ=0.1×10×90.825=90.825(A) (L由10kVⅡ段母線上的所有出線電纜長度疊加,再考慮未投運的3條出線電纜的長度得出) 。

消弧線圈容量應主要根據(jù)系統(tǒng)單相接地故障時電容電流的大小來確定，并應留一定裕度，以適應系統(tǒng)今后的發(fā)展和滿足設備裕度的要求等。消弧線圈的容量可按式(3)確定：

式中：Q 為消弧線圈的容量, kVA;UN 為系統(tǒng)標稱電壓，kV;IC 為對地電容電流，A。

根據(jù)式(3)，雙閘變電站消弧線圈容量

4、改造方案及實施

通過上述分析得知，虛假接地現(xiàn)象的成因有兩個：一是變電站出線較多，系統(tǒng)電容電流較大，而消弧線圈容量偏小，消弧線圈補償裕度不足;二是系統(tǒng)正常運行時中性點位移電壓較大，阻尼電阻保護可控硅觸發(fā)返回電壓偏小，造成正常運行時阻尼電阻短接或無法返回，本文重點對后一種原因進行分析。

消弧線圈補償裕度不足，可通過消弧線圈增容改造處理，但投資較大。中性點位移電壓較大，其根本原因是三相負荷不平衡造成的，變電站投運后負荷情況復雜，處理難度更大。如原來是自動跟蹤的消弧線圈系統(tǒng)，容量不足時可增加一臺固定式并聯(lián)電抗器方法，就能恢復原來消弧線圈的自動調諧功能。增加的容量為：710-630=80( kVA)。

如圖2所示：L為原有的消弧線圈，容量是630kVA，新增加的L2為固定式電抗器，容量為80kVA，K2為小開關，B2為小型避雷器。這樣消弧線圈原有的自動調諧裝置可以在15~90A之間分成12擋進行調節(jié)。

按照環(huán)流法的原理：在電壓不變的情況下，并聯(lián)一個同類型的阻抗，可以分流。通過這種方法變相的增加了消弧線圈的容量，達到了經(jīng)濟型增容的目的。

2013年該變電站小電流接地系統(tǒng)消弧線圈容量不足經(jīng)濟型技改方案被作為群眾性創(chuàng)新項目在220kV雙閘變電站開發(fā)、試驗、實施，并取得了成功。

圖2 消弧線圈增容圖

5、結語

本文通過對雙閘變電站長期誤發(fā)10kV單相接地現(xiàn)象的分析，發(fā)現(xiàn)了變電站消弧線圈容量不足、長期處在欠補償?shù)倪\行方式下的現(xiàn)象，并通過技術分析，提出了增加并聯(lián)電抗器的經(jīng)濟安全的方法，能夠為其他變電站出現(xiàn)的類似情況提供借鑒和解決思路。

作者簡介

郭有強，技師/工程師，主要從事變電狀態(tài)檢修方面的工作。

劉海峰，碩士，工程師，主要從事配電網(wǎng)及電力營銷管理方面的工作。

引文信息

郭有強，劉海峰.一起變電站消弧線圈大容量改造方案分析[J].供用電，2015,32(4)：72-74.

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